河南省发展和改革委员会 河南省扶贫开发办公室

关于下达河南省“十三五”第二批光伏扶贫项目计划的通知

濮阳市发展改革委、扶贫办：

按照《国家能源局 国务院扶贫办关于下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划的通知》（国能发新能〔2019〕37号）有关要求，现下达台前县村级光伏扶贫电站项目计划51座，总规模19540千瓦，帮扶贫困户2880户。请你们严格按照国家文件要求，组织项目有序开展建设，确保于2019年12月31日前全容量建成并网，早日发挥扶贫效益。

附件：《国家能源局 国务院扶贫办关于下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划的通知》（国能发新能〔2019〕37号）

河南省发展和改革委员会

河南省扶贫开发办公室

2019年6月12日

据索比光伏网小编整理：早前山西、宁夏、甘肃、四川、河北也曾公布“十三五”第二批光伏扶贫项目计划表，加上此次河南省公布的计划，已有六省六十三区县名单公布，共计扶贫152619户！

01、山西14县

02、宁夏1县

03、甘肃22县

04、四川7县

      05、河北18区县

       本文来源于：索比光伏网

关于2019年光伏发电国家补贴竞争省级审核结果的通知

    根据国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49）和陕西省发展改革委《关于开展2019年光伏发电项目国家补贴竞争工作的通知》（陕发改能新能源〔2019〕645号）的相关要求，我委对各市（区、县）报送的项目资料和预期上网电价进行了审核，现确定75个项目总容量132.675万千瓦参与2019年光伏发电国家补贴竞价，现予以通知。

    附件：2019年陕西省光伏发电国家补贴竞争省级审核通过项目清单

    电话：029-63913144

                              陕西省发展和改革委员会

                              2019年6月28日

本文来源于：陕西省能源局网站

国家发展改革委 国家能源局关于规范开展

第四批增量配电业务改革试点的通知

发改运行〔2019〕1097号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、经信委（工信委、工信厅、工信局）、物价局、能源局，国家能源局各派出能源监管机构：

  为深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神，推进落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的重点任务，加快向社会资本放开配售电业务，将增量配电试点向县域延伸，在各地推荐报送和第三方机构评估论证的基础上，国家发展改革委、国家能源局确定甘肃酒泉核技术产业园等84个项目，作为第四批增量配电业务改革试点（名单详见附件）。现就规范开展第四批增量配电业务改革试点通知如下。

  一、加强组织领导，务实开展试点项目实施工作。请各地试点牵头单位加强对试点工作的组织领导，按照国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈售电公司准入与退出管理办法〉和〈有序放开配电网业务管理办法〉的通知》（发改经体〔2016〕2120号）、《关于印发〈增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）〉的通知》（发改能源规〔2018〕424号）、《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）等文件要求，务实开展试点项目实施工作。

  二、加强沟通协调，形成合力加快推进试点落地。请各地试点牵头单位成立协调机制，加强与地方政府有关部门、国家能源局各派出能源监管机构的分工协作，加强与电网企业、潜在业主单位、发电企业、电力用户等各方面的沟通协调，充分调动各方面积极性，做好工作衔接，避免互为前置，形成工作合力，加快推进试点落地。电网企业要积极支持试点项目落地，加强合作，加快办理电网投资建设、资产评估、股东意见、并网接入、供电服务等手续，切实支持增量配电业务改革。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对各地试点的指导协调和督促检查，共同做好试点工作。

  三、加强过程管控，建立试点项目评价跟踪制度。2019年7月起，请各地试点牵头单位通过发展改革系统纵向网邮箱，每个月上报一次第四批增量配电业务改革试点进展情况（原则上为每月5日前，遇公休日顺延），包括试点项目业主确定、股权结构、配电区域划分、电力业务许可证（供电类）办理等情况，以及试点过程中存在的问题和建议。国家发展改革委、国家能源局将适时组织第三方机构开展项目评价工作，评价试点项目的改革成效和电网企业支持配合改革工作情况，总结经验、查找不足，不断丰富和完善工作措施。根据评价结果，选取部分项目作为直接联系项目，建立项目跟踪机制，精准把控项目进度，及时解决项目推进过程中出现的问题，推进项目落地运营。

  四、加强政策宣贯培训，树立典型发挥示范引领作用。请各地试点牵头单位组织召开增量配电业务政策宣贯会，举办培训班，宣传贯彻相关政策文件，减少误解、片面理解或主观混淆政策等情况；组织专家讲授配电网相关专业知识，交流试点项目推进经验，提高参与者专业知识水平。国家发展改革委、国家能源局将适时梳理典型试点项目，发挥其示范引领作用，以点带面推进增量配电业务改革，推广先进地区的典型成功经验。

  五、加强事中事后监管，确保试点项目供电安全。试点项目应当符合电网建设、运行、维护等国家和行业标准，履行安全可靠供电、保底供电等义务，保证项目建设质量和安全。项目业主应当符合信用体系建设相关政策要求。电网企业要保障试点项目安全可靠供电，保障电网公平无歧视开放，提供公平优质高效的并网服务。地方政府电力管理部门和国家能源局各派出能源监管机构要依法履行电力监管职责，对增量配电业务符合配电网规划、电网公平开放、电力普遍服务等实施监管。

  特此通知。

  附件：增量配电业务改革试点名单（第四批）

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2019年6月21日

  今年5月，温度因素对电量增速并未体现正向影响(上年同期显著促进电量增速提升)，是电量疲弱的主要原因之一。此外，5月工业增加值增速5.0%，为2000年以来单月工业增加值(剔除1、2月)同比增速的最低值，经济承压亦导致了用电需求的回落。而近年来随着经济结构调整和环保监管加强，国家大力推进节能减排工作，单位GDP能耗同比下降显著也影响了全社会用电量数据。

      本文来源于：北极星电力网

 人民网北京6月19日电（记者 杜燕飞）近日，财政部发布《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》（以下简称《通知》），下发可再生能源补贴约81亿元。其中，风电、光伏项目补贴分别约为42亿元、30.8亿元。

    《通知》显示，此次可再生能源电价补贴涉及内蒙古、吉林、浙江、广西、四川、重庆、云南、陕西、甘肃、新疆、青海等11个省（自治区、直辖市）的风电、光伏、生物质发电项目。而风电、光伏项目只涉及到内蒙古、吉林、浙江、广西、四川、重庆、云南、陕西等7省（自治区、直辖市）。

    根据《通知》所附的《可再生能源电价附加补助资金预算汇总表》，风电、光伏项目补贴约为42亿元以及30.8亿元。其中，光伏扶贫、自然人分布式和光伏电站及工商业分布式分别为0.37亿元、0.48亿元和29.97亿元。其中，内蒙古各类可再生能源补贴合计71亿元，占比近九成，位居第一。

    《通知》要求，资金拨付时，应优先保障光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生的项目，确保上述项目补贴资金足额及时拨付到位。

    《通知》明确，对于光伏扶贫项目中的村级电站和集中电站，补贴资金由电网企业或财政部门直接拨付至当地光伏扶贫收入结转机构，由扶贫主管部门监督足额拨付至光伏扶贫项目所在村集体，集中电站按照其扶贫容量拨付补贴资金。

    财政部关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知

    财建〔2019〕275号

    内蒙古、吉林、浙江、广西、四川、重庆、云南、陕西、甘肃、新疆、青海省（自治区、直辖市）财政厅（局）：

    根据《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发<可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法>的通知》（财建〔2012〕102号，以下简称《资金管理办法》），现将2019年可再生能源电价附加补助资金拨付及有关事项通知如下：

    一、根据《资金管理办法》、《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》（财建〔2013〕390号），以及《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第一批）的通知》（财建〔2012〕344号）、《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第二批）的通知》（财建〔2012〕808号）、《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第三批）的通知》（财建〔2012〕1067号）、《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第四批）的通知》（财建〔2013〕64号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（第五批）的通知》（财建〔2014〕489号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（第六批）的通知》（财建〔2016〕669号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（第七批）的通知》（财建〔2018〕250号）、《关于公布可再生能源电价附加补助资金目录（光伏扶贫项目）的通知》（财建〔2019〕48号）和你单位申请情况，拨付2019年度可再生能源电价附加补助资金（项目代码：Z175060070001），具体金额及支付方式见附件。政府收支功能分类科目为：“2116001 风力发电补助”、“2116002 太阳能发电补助”、“2116003 生物质能发电补助”，政府收支经济分类科目列“50799其他对企业补助”。

    二、资金拨付时，应优先保障光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生的项目，确保上述项目补贴资金足额及时拨付到位。其中公共可再生能源独立电力系统按照“运行和管理费用超出销售电价的部分，通过可再生能源电价附加据实给与补助”的原则，由地方财政部门进行成本审核后再予拨付资金，补助标准最高不超过每年每千瓦0.4万元，如有结余，可结转至下年使用。对于其他发电项目，应按照各项目补贴需求等比例拨付。

    三、对于光伏扶贫项目中的村级电站和集中电站，补贴资金由电网企业或财政部门直接拨付至当地光伏扶贫收入结转机构，由扶贫主管部门监督足额拨付至光伏扶贫项目所在村集体，集中电站按照其扶贫容量拨付补贴资金。

    四、根据《中华人民共和国可再生能源法》和《资金管理办法》，我部将按以下公式与电网企业进行补贴资金的结算：

    1. 按照上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）给予补贴的可再生能源发电项目：补贴标准=（电网企业收购价格-燃煤标杆上网电价）/（1+适用增值税率）；

    2. 按照定额补贴的可再生能源发电项目：补贴标准=定额补贴标准/（1+适用增值税率）。

    本文来源于：人民网-能源频道

      本文来源于：中国高新技术产业导报

国家能源局电力可靠性管理和工程质量监督中心

中国电力企业联合会可靠性管理中心

    2018年，全国52个主要城市用户数占全国总用户数的34.07%，用户总容量占全国用户总容量的49.04%。其所属用户平均停电时间为8.44小时/户，比全国平均值低7.31小时/户；其所属用户平均停电频率1.84次/户，比全国平均值低1.44次/户。

    一、用户平均停电时间

    全国52个主要城市中，佛山、厦门、深圳的用户平均停电时间低于3小时/户，拉萨、长春、沈阳、徐州、成都的用户平均停电时间超过15小时/户；北京、上海所属城市用户平均停电时间低于1小时/户，拉萨、呼和浩特、徐州、海口所属城市用户平均停电时间超过5小时/户；佛山、东莞、上海、厦门所属农村用户平均停电时间低于5小时/户，拉萨、西宁等7市所属农村用户平均停电时间超过20小时/户。

    全国52个主要城市中有18个城市的用户平均停电时间同比减少超过10%；13个城市的用户平均停电时间波动超过20%，其中，厦门、上海、北京的用户平均停电时间同比分别减少45.65%、42.41%、41.87%；徐州、昆明的用户平均停电时间同比分别增加64.20%、32.43%。

    图1 2018年主要城市用户平均停电时间对比（全口径）

    图2 2018年主要城市用户平均停电时间对比（城市）

    图3 2018年主要城市用户平均停电时间对比（农村）

    二、用户平均停电频率

    全国52个主要城市中，深圳、广州、上海等10个城市的用户平均停电频率低于1次/户，拉萨、沈阳、唐山等8个城市的用户平均停电频率超过3次/户；上海、北京、厦门等14个城市所属城市用户平均停电频率低于0.5次/户，拉萨、太原所属城市用户平均停电频率超过2次/户；佛山、东莞、上海所属农村用户平均停电频率低于1次/户，拉萨、沈阳、太原、西宁、合肥所属农村用户平均停电频率超过5次/户。

    全国52个主要城市中，有14个城市的用户平均停电频率同比减少超过10%；22个城市的用户平均停电频率波动超过15%，其中，厦门、东莞、上海的用户平均停电频率同比分别减少35.41%、33.47%、32.53%，郑州、合肥、拉萨的用户平均停电频率同比分别增加61.45%、52.97%、52.31%。

    图4 2018年主要城市用户平均停电频率对比（全口径）

    图5 2018年主要城市用户平均停电频率对比（城市）

    图6 2018年主要城市用户平均停电频率对比（农村）

本文来源于：国家能源局网站

      □ 2018年，全国发电新增生产能力（正式投产）12785万千瓦。其中，并网风电和太阳能发电2127万千瓦和4525万千瓦，其合计新增占全国新增装机容量的52.0%

  □ 非化石能源发电装机容量目前已占全国发电总装机容量的40.8%，我国发电装机结构正进一步趋向优化，促进了电力绿色发展水平

  日前,中国电力企业联合会在京发布《中国电力行业年度发展报告2019》显示，2018年全国全口径发电量为69947亿千瓦时，较上年增长8.4%。其中，非化石能源发电量21634亿千瓦时，比上年增长11.1%，对全国发电量增长的贡献率为40.0%；新能源发电量增长28.5%，对全国发电量增长的贡献率达到22.2%。

  “这是近年来新能源发电效率最高的一年。”中国电力企业联合会行业发展与环境资源部主任薛静表示，去年以来新能源发电消纳进一步改善。同时，并网风电设备利用小时也创下了2013年以来的新高。

  据统计，2018年全国弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率7%，比上年下降5个百分点；全国弃光电量54.9亿千瓦时，平均弃光率3%，比上年下降2.8个百分点。受电力消费较高增速和部分流域来水较少影响，2018年火电、核电与新能源发电利用小时同比提高较多。其中，并网风电达2103小时，比上年提高155小时，为2013年以来最高。

  发电量的持续增长，离不开发电供应能力的增强。2018年，全国发电新增生产能力（正式投产）12785万千瓦。其中，火电4380万千瓦，已连续4年减少；核电884万千瓦，创核电年投产新高；并网风电和太阳能发电2127万千瓦和4525万千瓦，其合计新增占全国新增装机容量的52.0%。

  薛静表示，我国发电装机结构正进一步趋向优化，非化石能源发电装机容量目前已占全国发电总装机容量的40.8%，新能源发电装机占比为18.9%，装机占比继续有所提高。与此同时，60万千瓦及以上火电机组容量占比达到44.7%，单机100万千瓦级火电机组已有113台。

  发电结构的优化，促进了电力绿色发展水平，呈现出资源节约水平继续提升、污染物排放进一步降低、碳排放强度持续降低的特点。截至去年底，我国达到超低排放限值的煤电机组约8.1亿千瓦，约占全国煤电总装机容量80%。

  “整体上看，全国电力供需形势从前两年的总体宽松转为去年以来的总体平衡。”中国电力企业联合会副秘书长兼理事会办公厅主任冮宇峰表示，在宏观经济运行总体平稳、服务业和高新技术及装备制造业较快发展、冬季寒潮和夏季高温、电能替代快速推广、城农网改造升级释放电力需求等因素综合影响下，全社会用电实现较快增长。

  值得关注的是，“一带一路”电力合作呈现新亮点，全球能源互联网加快推进中。2018年，我国主要电力企业参与“一带一路”国际合作实际完成投资约28亿美元，涉及沿线亚洲和欧洲8个国家，直接创造6700个当地就业岗位。新签工程承包合同项目共128个，涉及沿线30个国家和地区，合同金额255.5亿美元。全球能源互联网合作组织会员数量和覆盖国别大幅提升，目前会员总数达到602家、覆盖85个国家。

  报告同时指出，电力行业多年来积累的一些深层次问题依然存在。比如，电源与电网、交流与直流、输电与配电发展不协调等问题突出；清洁能源发展长期面临弃水、弃风、弃光等挑战；煤电发展面临的碳减排和污染防治任务艰巨；国企“放管服”改革滞后于市场化建设进程，等等。

  为此，报告建议，电力行业要继续加快能源绿色低碳转型发展。“要尽快实现主营业务向清洁低碳领域转型，着力解决发电企业经营困境，防范市场风险，推动传统电力企业向综合能源服务商转变。”薛静说。（记者 顾 阳）

      本文来源于：经济日报

 近日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格[2019]）882号》（下称《通知》），明确了2019—2020年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。这是在落实《能源发展行动计划（2014—2020年）》、“十三五”可再生能源规划和风电发展规划中提出的2020年风电实现与燃煤发电平价上网、同平台竞争的目标之下，推进陆上风电实现全面平价、海上风电补贴退坡做出的系统性价格政策安排，给予行业清晰的价格信号和预期，引导风电产业在“十三五”后半程以及“十四五”阶段稳定持续健康发展，平稳过渡至补贴完全退出，护航陆上风电全面平价最后一公里，促进海上风电逐步提效率、降成本、提升产业竞争力。

  电价是风电产业发展基石性经济政策

  风电电价机制在支撑我国风电产业和市场持续健康发展中起到了重要作用。在经过六年国家和地方招标定价、初步摸清各地区风电发电成本的基础上，国家发改委在2009年7月建立了陆上风电上网标杆电价制度，将全国分为四类资源区，依据风资源和开发建设条件，按照《可再生能源法》中成本加合理利润确定电价的原则，首次制定了分资源区标杆电价。根据行业发展形势，在2014年底、2015年底、2016年底调整了各资源区的标杆电价水平，此次又出台了2019、2020年指导价。2014年6月确定了海上风电上网电价。从风电电价政策十年历程看，政策出台、调整和实施一方面体现了价格政策的稳定性，使行业预期明确，另一方面根据成本变化情况进行适时适度的电价退坡，既提升了国家补贴资金的使用效率，又实现了引导行业技术进步和产业升级。

  风电电价政策的实施效果显著。2011—2018年，我国风电新增和累计并网装机连续八年位居世界首位，并带动了国内制造业和技术发展。截至2018年底累计并网装机达到1.84亿千瓦，在全部电源总装机和总发电量中占比分别为9.7%和5.2%，海上风电累计并网装机达到363万千瓦，近期呈现加速发展态势。风电成为电力供应清洁转型的重要力量。

  风电上网电价水平的历次调整符合国家能源转型战略、五年规划和行业发展需求。“十一五”期间和“十二五”初期，电价政策相对侧重支持“三北”等风资源丰富、发电成本低的地区风电发展。之后随着国内大容量、低风速机组和智能化风电技术出现，电价政策转为并重支持东中部和南方地区、“三北”地区、海上风电发展。在明确的电价水平下，通过市场和企业选择，无论是各年度新增装机规模上，还是在装机地域分布上，陆上风电均实现了均衡发展，如“十三五”以来年度新增装机为1500—2100万千瓦，且总装机规模及分布与规划目标基本一致。

  适应新形势完善电价机制

  《通知》明确了新政制定的原则，即落实2020年与煤电平价上网要求、科学合理引导投资、实现资源高效利用、促进公平竞争和优胜劣汰、推进产业健康可持续发展。在这些原则之下并为适应新形势发展需要，风电电价新政既有新思路的设计即“质“的变化，也延续了既往的电价退坡机制即“量”的调整。

  将标杆电价改为指导价，以适应电力市场化改革要求和体现全面实施竞争配置的政策导向。2019年开始对新核准的集中式陆上和海上风电项目全部实施竞争方式确定上网电价，各资源区的价格水平是竞争电价上限，因此价格的指导意义和作用更强，标杆电价改为指导价体现了市场化方向。

  确定陆上风电补贴完全退出时间表。2019年陆上风电指导价标准为每千瓦时0.34、0.39、0.43、0.52元。2020年为每千瓦时0.29、0.34、0.38、0.47元，指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区，以燃煤标杆电价作为指导价（图3）。2021年新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

  这一补贴退坡直至退出最终时间表与国家目标是一致的，且电价水平下降的步伐和幅度也考虑了风电行业实际情况，避免各年之间电价水平变化过大对产业造成影响和冲击。根据目前风电场投资水平，按照I、II、III类资源区平坦地区初投资7000元/千瓦、IV类资源区山地丘陵地区初投资8000元/千瓦测算，在2019年指导价水平下，四类地区的风电场年等效利用小时数分别达到2385、2079、1885、1782时，就可以保证基本收益。2018年全国风电年等效利用小时数为2095，且近两年国家解决弃风限电的各项措施已见成效，还将继续加大解决限电问题的力度，因此指导价配合以竞争方式确定上网电价，可以在符合当前成本情况下促进公平竞争和行业优胜劣汰。

  对于分散式风电，如果不参与市场化交易，则不需通过竞争方式确定上网电价，可直接适用当年所在资源区指导价；如果其参与市场化交易，则国家不提供补贴，但根据国家风光无补贴平价上网政策，可以申请作为平价项目，享受相关政策，如交易电量仅执行项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接交易电量减免政策性交叉补贴，通过绿证交易获得合理收益补偿等。

  小幅降低海上风电上网电价
  本次是海上风电电价政策出台以来电价水平首次调整，2019年近海风电指导价由之前的0.85元/千瓦时，降低到0.80元/千瓦时，2020年再降到0.75元/千瓦时，降幅不大。此外，对新核准潮间带项目，适用陆上风电电价政策。降低电价水平的目的是促进产业技术进步和激发企业的内在动力降低成本，采用逐年小幅降低的方式则是综合考虑了我国海上风资源条件、继续支持海上风电市场发展进而带动大容量机组和整个产业链发展。我国沿海地区海床条件、风资源条件差距较大，目前条件好的地区近海风电成本加成水平低至0.65/千瓦时左右，条件一般的地区则在0.80元/千瓦时左右。因此，近海风电电价水平调整体现了继续支持海上风电发展。对于风资源和施工运维条件好地区的近海风电项目，虽然成本加成水平与指导价差距较大，但可通过充分竞争确定上网电价方式降低实际上网电价。

  项目核准和建成并网时间共同决定适用的价格政策和电价水平。根据既往电价政策，项目核准和开工时间（核准后两年内开工）决定其适用的电价水平。《通知》对此进行了调整，项目电价水平取决于项目核准时间和建成并网时间，更具合理性，且便于操作和实施。

  具体是，对陆上风电项目，2018年底之前核准但2020年底前未完成并网的，以及2019年、2020年核准但2021年底前未完成并网的，国家不再补贴。即为2018年和2019年核准的项目留出至少两年的建设期，为2020年核准的项目留出1—2年的建设期，既考虑了风电开发建设的时间周期，也保证陆上风电在“十四五”初期真正实现完全去补贴。

  对海上风电项目，2018年底前核准且在2021年底前全部机组并网的，则执行核准时上网电价（即近海风电执行0.85元/千瓦时或低于该水平的竞争配置电价），2022年及以后全部机组并网的，执行并网年份的指导价。即对2018年之前核准的海上风电项目留出至少三年的建设期，一方面考虑了海上风电建设难度大、周期长的实际情况，另一方面可以规范海上风电开发，使前期工作扎实的项目具有更好的建设条件。（作者：国家发改委能源研究所 时璟丽）

       本文转自：中国能源报